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新版省间现货交易规则中的“金句”,能否破题“不平衡资金”?

作者:李寒 何爱民 来源:能研慧道 发布时间:2021-12-07 浏览:

中国储能网讯:11月22日,国家电网有限公司按照国家发改委、国家能源局《关于国家电网有限公司省间电力现货交易规则的复函》(发改办体改[2021]837号)要求,正式印发《省间电力现货交易规则(试行)》(简称“新版规则”),用以替换2017年8月出台的《跨区域省间富裕可再生能源电力现货试点规则(试行)》(简称“老版规则”)。新版规则的理念、设计方式、主要内容与老版规则基本相同、一脉相承,是老版规则的细化和扩围。

其中,扩围主要体现在除可再生能源以外的其他电源类型也可以作为省间现货的卖方、除跨区通道以外的省间通道可也以开展省间现货交易;细化主要体现在对老版规则施行四年来取得的成绩进行了总结和固化。

除此以外,新版规则经历两年酝酿,真正的重点在于16124个字的新版规则中藏着这样一句难以忽略的44字“金句”:“省间电力现货交易卖方成交结果作为送端关口负荷增量,买方成交结果作为受端关口电源参与省内出清。”这才是新版规则中的最大亮点。

当这句最具改革意义的“一发”被牵动,将使“老大难”的市场分级问题在交易结果执行过程中得到较为合理的解决,为全国统一电力市场建设的“全身”带来影响深远,当然也成为落实过程中最具挑战的规则内容。

1、“金句”的含义

“省间电力现货交易卖方成交结果作为送端关口(送端交流电网和外送通道的实际连接点,下同)负荷增量,买方成交结果作为受端关口(外受通道和受端交流电网的实际连接点,下同)电源参与省内出清”,是在描述省间现货交易的双方为实现交易结果,各自参加所在地区电力现货市场的方式。简而言之,就是省间现货市场交易的双方,卖方如何在送端省内市场获得电能,买方如何在受端省内向电力用户提供电能。

“卖方成交结果作为送端关口负荷增量”,可以理解为省间现货的卖方(一般为发电企业),将省间现货市场出售电能量的成交结果申报给送端省(区域)现货市场运营机构,送端省(区域)现货市场运营机构在当地负荷预测基础上在送端关口位置增加省间现货卖方出售的电能量作为总负荷,卖方完全按照送端省(区域)现货市场的规则参与当地电力现货市场,通过在送端省(区域)现货市场购买电能,在送端电网和通道连接的关口进行交货。卖方按照省间现货交易价格收取来自省间现货买方的省间现货售电费,同时作为送端关口位置的负荷按照当时送端现货市场价格向送端现货市场支付购电费用,省间现货售电费和向送端现货市场支付的购电费之间产生的盈亏由卖方承担。

“买方成交结果作为受端关口电源参与省内出清”,是指省间现货的买方(可能为代理购电的电网企业、市场化的售电公司或电力用户),将省间现货市场购买电能量的成交结果申报给受端省(区域)现货市场运营机构,受端省(区域)现货市场运营机构将其申报视为,处于受端关口位置虚拟出来的电源,申报的向受端电力现货市场卖出电力的意愿[1],完全按照受端省(区域)现货市场的规则进行出清。买方按照省间现货交易价格支付省间现货卖方的省间现货购电费,同时作为受端关口位置的电源按照当时受端现货市场价格向受端现货市场收取受端现货交易售电费用。省间现货向其收取的购电费和受端现货市场向其支付的受端现货交易售电费之间产生的盈亏由买方承担。

举例来说,假设甘肃省某电厂A和山东省某电网企业B通过甘鲁线(举例假设存在甘鲁线),在省间现货市场达成D日12-13时送10万千瓦功率的交易,度电价格0.2元,甘鲁线输电费用0.1元。甘肃电力调度中心在预测负荷时需叠加位于甘鲁线甘肃关口的虚拟负荷10万千瓦(D日12-13时)作为总负荷,若甘肃电力现货市场D日12-13时甘肃关口节点均价0.15元/度,A按照0.15元支付省内的现货购电费,同时从省间现货市场获得0.2元/度的售电费,差价0.05元归属于A;B以0.3元(电价与输电价之和)购得甘鲁线上来电10万千瓦,按照0.3元支付省间现货市场购电费用,同时在甘鲁线山东侧关口作为虚拟电源,以价格接受者方式参与山东电力现货市场,若山东侧关口节点D日12-13时均价为0.45元,差价0.15元归属于B。

由于例子中电流是从该时段价格较低的甘肃省流入价格较高的山东省,若两端省内现货市场电价反应了送受两端的边际发电成本,那么该笔交易有助于降低两端的总体发电成本,是促进社会福利提高的。利润在省间交易双方间的分配有助于增加交易量,促进改善社会福利的交易。

当然,本例仅为示意,如甘肃关口节点均价为0.25元,因为A的收入只有省间交易价的0.2元,则A产生0.05元亏损。如山东关口节点均价为0.1元,因为B要支付省间交易购买成本0.3元,则B产生0.2元亏损。这种情况下  A和B产生亏损的原因是由于A和B的错误预计产生了不经济的潮流输送,理当受到财务惩罚。同时,因为电流是从该时段高成本区流入低成本区,总体社会福利是降低的。对A和B的财务惩罚有助于减少降低社会福利的交易行为。

2、“金句”要解决的问题

电力调度采用分层分级(负责电力电量平衡的调度机构分为国调、区域调度和省调三级)方式进行平衡,因此省间通道的计划形成会在时间上先于省内发电计划的形成,从而导致实质上省间发电计划比省内发电计划更有优先权。只要电力系统运行需要分层分级平衡,那么就一定存在调度计划的分级。

但是整个电力系统必须同时保证实时平衡,本地市场的价格由本地市场的供需和外来电(或外送电)共同决定。如果电力供给的经济关系由于分层分级的调度方式产生割裂(市场分割),那么就会出现价格失真、社会福利损失和不平衡资金问题,由此产生了分级调度和不分级市场经济关系的矛盾,第一批电力现货市场试点地区外送受电产生不平衡资金就是这种矛盾的具体表现。

过去的实践中,由于省间交易和省内交易分别开展,在现货阶段同时交割(电力交易合同交割过程中省内省间同时集中进行不能区分),省间和省内同一时间进行交易、交易成交价格不同就产生了不平衡资金。第一批电力现货市场建设试点开展以来,外来电始终作为送出和受入两端市场出清的边界条件(分层分级平衡),省间交易(跨省跨区交易)的购售双方并没有承担送受两端省内市场相应的财务责任(即电量平衡和经济关系的“双边界”),即卖方没有承担在送端现货市场中的购电经济责任(从发电上网关口到送端关口),买方没有承担在受端现货市场中的售电经济责任(从受端关口到用户实际接入电网点)。具体来说,现行机制下省间购售双方并不完全承担省内市场的价格责任,造成了不平衡资金承担方面的矛盾难于解决。

以上文为例,老版规则中一旦A和B成交,则无论是否还有其他更经济的机组,甘肃调度会直接指定A开机(造成甘肃省机组组合出现了不按报价进行的情况)。同时B所代理的负荷会直接按照省间购入的电力进行削减,可能导致市场化机组与市场化负荷不匹配,从而产生不平衡资金。如果山东侧甘鲁线关口现货价格为0.1元,由于售电公司或电力用户(目前主要是电网企业)必须支付省间交易的0.3元,于是就产生了0.2元的不平衡资金。在这种情况下,B产生的不经济购电责任留给了山东电力现货市场,由此产生的不平衡资金按市场规则在众多市场主体中分摊。

电力调度分层分级平衡暂时不会改变,那么送电方式就不会发生大的变化,也就是省间市场交易结果中的量不会发生变化,这个量仍然可以作为两端市场的电量边界。但是新版规则结束了电量平衡和经济关系的“双边界”,在经济关系上省间交易的送受双方要肩负起经济责任,在完成省间交易结算的同时,要分别作为虚拟的负荷和电源参加两端电力现货市场的出清,承担相应的盈亏。换言之,新版规则改变了老版规则电量和经济责任都做边界的做法,实现了电量仍做边界,经济责任各自承担的市场间交易执行衔接方式。

例如,按照新规则,上文中的A可以不必被指定开机,只要财务上从甘肃市场内购买其在省间市场作为卖方出售的电力即可,无论该电力是哪个机组提供。而B则通过作为电源参加山东省内现货出清,承担了0.2元的损失,不再把不平衡资金推给与之无关的其他各方。

实际上,A大概率不是接入甘鲁线甘肃侧关口的电厂,B代理的负荷也不是接在甘鲁线山东侧关口的用户,A参加甘肃省现货出清的目的是从自己的接入点送电到甘鲁线甘肃侧关口,B作为电源参加山东省现货出清的目的是从甘鲁线山东侧关口送电到自己代理用户的实际接线位置。这不是一个可做可不做的事情,是必须这么做才正确的事情。

在第一批现货试点过程中,跨省跨区送电与省内现货价格不同产生不平衡资金的解决方式各方很大程度上寄托于全国电力市场建设的进度,希望能够“顺理成章”自然解决。然而,由于跨省跨区送电既涉及各省重大利益和众多参与主体,又由于理顺现存的多级调度关系需要时间,放开跨省跨区调度计划仍尚需时日,全国电力市场建设进度很难满足第一批电力现货试点解决眼下现实问题的需要。实践中,第一批试点省的不平衡资金还引发了部分市场人为干预(例如“以用定发”),严重地干扰了某些省内现货市场的长周期连续试结算。

新版规则可谓独辟蹊径,在不需要放开现有跨省跨区计划的前提下,寻找到了省内现货市场最主要的不平衡资金的解决方式。同时,该内容通过强制送受端交易方在完成省间现货交易的同时承担在送售两端现货市场买卖电的财务责任[2],促进社会福利改善的省间交易,并通过计算远程购电经济性,为未来跨省跨区送电机制改革,甚至是电网建设积累数据。

3、“金句”的发展方向

新版规则“金句”的本质是把电力调度分层分级与市场主体的经济责任协调统一,最终实现社会福利最大化。无论是送端的负荷增量,还是受端的买方作为电源出清,都引入了美式市场的“虚拟交易商”的理念。与在北美的市场中相同,虚拟交易商并不提供或消费电能,仅仅是承担日前和实时市场的经济(价差)责任。“金句”起到了类似的作用:送端发电厂并不需要实际发电来完成省间交易的电量,受端售电公司(或电力用户、电网企业)也不需要实际使用购买的电量,但送受双方都要承担经济(价差)责任。

这种做法非常符合中央全面深化改革委员会第二十二次会议指出的“加快建设国家电力市场,引导全国、省(区、市)、区域各层次电力市场协同运行、融合发展”的要求。通过在省间市场上引入“虚拟交易商”,引导各个市场协同运行。

实质上,新版规则“金句”的做法就是美国早期现货市场之间交易的做法。目前,美国的市场间交易已经引进了更为高级的协同交易制度(Coordinated Transaction cheduling或CTS) ,该制度不再需要虚拟负荷或电源。为了降低原虚拟交易商对实时市场电价预测的风险,提高市场间(可以视为国内的省间交易)交易效益,北美部分市场间(纽约ISO、PJM、MISO、新英格兰等)采用了“协同交易”方式[3],不在送端关口虚拟负荷增量,也不在受端关口虚拟电源。改由签订有“协同交易”的独立系统运营商(相当于国内第一批试点地区的电力调度机构)各自预测市场内外送受电落地节点交易的出清价格(通常是边境地的节点或母线价格),并将预测的价格输入共享出清平台。交易商(发电企业、售电公司和电力用户等)只需向共享平台申报成交价格意愿:当预测的送受两端价格差高于虚拟交易商的申报价格时,其申报的交易便会成交。“协同交易”减少了交易程序,因为交易商不用预测两端市场的现货价格,也不用在送受两端市场申报并出清,从而适当降低交易商的交易风险。

同时,除了按小时出清,“协同交易”也允许每15分钟出清一次,两个独立系统运营商自动分享出清结果,大大地简化了调度程序,缩短了交易时间。高频率的出清有利于提高市场间交易量,有利于可再生能源大范围流动,促进可再生能源的消纳。

值得指出的是,目前的省间现货市场既不是全国或区域统一市场,也与国外流动性强的跨区域交易有着重大差别。在全国或区域统一市场里,发用双方不用指定潮流通道,只需按发电和用电意愿报价报量参与统一市场,系统出清软件会自动按成本最小的方式调度机组。国外跨区域交易通常由交易商完成,而不是通过发用双方。交易商类似于各个市场的进出口商,赚取的是市场间价差,承担所有交易风险。发用方只需参与本地市场,而不用考虑跨区域交易的各种风险。在某种意义上讲,目前的省间现货市场是大区域交易市场的起步阶段,但是非常重要一个阶段。

总而言之,规律简单、关系复杂,“金句”虽短、意味悠长。回首6年的电力市场建设,电力现货市场的概念从不被接受到深入人心,市场化的理念正在逐渐代替计划调度的基本概念。

我们相信:“金句”落地虽难,却代表经济学原理和市场发展方向。我们还相信:当现在的新版规则成为老版规则的时候,也许会有比“协同交易”更优的省间交易方式出现在下一版省间现货规则当中,为建设全国统一电力市场体系贡献力量。

【1】 稳妥起见可采用价格接受者方式确保全部送入受端省,也可报价报量参加,但是送入电量保持与省间现货交易结果相同,与其报价报量在受端电力现货市场不成交部分,视为偏差,接受受端现货市场价格并接受按调度指令出力考核。

【2】省间现货交易的电量仍作为两端市场的边界,实现系统运行的需要。

【3】详情见:https://www.iso-ne.com/static-assets/documents/2015/09/iso-ne_cts_training_20150921.pdf https://www.nyiso.com/documents/20142/3036853/CTS+ISONE.pdf

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关键字:电力现货交易

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